tag

Australia will make exporters of liquefied natural gas from the country's east coast keep up ‌to a quarter of their output ‍for domestic use from 2027, under a scheme unveiled on Monday to curb price spikes and help fill a long-forecast supply gap.The centre-left ⁠government of Prime Minister Anthony Albanese said it ⁠would work with exporters to design a system that allocates between 15% and 25% of gas for ‍domestic use.The announcement puts numbers on a policy that the government has flagged through 2025 amid persistent warnings about a shortage of gas supply on Australia's east coast, where most of its 27mn people live."More affordable Australian gas for Australian users will support our economy and our transition, while remaining a reliable energy partner to our region," said Climate Change and Energy Minister Chris Bowen.The proposal will only affect new contracts agreed by LNG exporters, not their existing contracts, Bowen said.Australia, the world's third-largest LNG ‌exporter, ships out far more gas than it consumes. The competition regulator warned on Monday that the expected local shortfall had widened, with output dropping from legacy fields off the south coast.The scheme was recommended by a gas market ‍review ordered by the government in mid-2025, ⁠which was also published ‌Monday.The review said a gas reservation scheme would put downward pressure on prices and urged the government to consider ending a A$12 ($7.94) per gigajoule price cap in place since 2022.The scheme would impact three LNG export plants in Queensland, particularly Gladstone LNG (GLNG), industry watchers have said.GLNG, operated by Santos and backed by Korea Gas Corp (KOGAS), TotalEnergies and Malaysia's Petronas, has typically relied on third-party domestic gas to meet export commitments. A GLNG representative was not immediately available for comment.Rival export consortium Australia Pacific LNG (APLNG), led by Origin Energy with ConocoPhillips and Sinopec, was also unavailable for comment.Shell, which leads a third exporter Queensland Curtis LNG (QCLNG) with CNOOC and MidOcean Energy, called the scheme "an important first step" and said it looked forward to work on the details.Producers and energy users welcomed the certainty they ​said the scheme would bring, pending details ‌still to come. Industry body Australian Energy Producers, whose members include LNG exporters, called for more action to spur domestic production.The wording of the reservation ⁠announcement suggests it could for the first time ‍capture Northern Territory gas, potentially affecting the Barossa and Ichthys projects and therefore Japanese investment, said Saul Kavonic, head of energy research at MST Marquee.JY Chew, Head of APAC Upstream Research at consultancy Welligence Energy Analytics, said the measure could reduce producers' export options and returns on marginal projects."LNG buyers negotiating new long-term contracts from 2027 may diversify more actively, knowing a portion of future Australian output will be reserved for domestic buyers," he added.About 90% ​of Australia's LNG exports go to Japan, South Korea, China and Taiwan, Kpler data shows.While Japanese LNG buyers have been diversifying to US supplies amid concerns over Australian supply, proximity remains a key advantage for Australian LNG, said Filippo Pedretti, an analyst at Yuri Group consultancy."I find it hard to imagine that such volumes and logistical convenience could be significantly replaced," he said. "One way or another, I think Australian imports will remain important, and Tokyo and Canberra will find a middle ground."Western Australia has an existing policy requiring LNG exporters there to keep 15% of volumes for domestic supply. 

Bearish oil traders scarred by past geopolitical price spikes are increasingly favouring safer ways to position for a looming glut.With the fresh uncertainty surrounding Russian supply, traders are shifting toward spreads, the price differences between two futures contracts, and options, which grant the holder the right but not the obligation to buy or sell oil at a set price. Those relatively less risky strategies compared to wagering on outright futures allow traders to bet on lower prices en route to a widely telegraphed oversupply of crude next year.They also serve to limit losses in the event new sanctions against Moscow, a major oil producer, prove more disruptive than feared.The activity highlights a tug-of-war between the competing narratives.There’s supply risk in oil-rich countries from Russia to Venezuela, where the political regime has met the ire of the Trump administration. Yet traders remain captivated by growing supply from both outside and within the Opec+ alliance, with the International Energy Agency predicting a record surplus for 2026. Over 1bn barrels are currently sailing across the world’s oceans with many looking for homes.“We’re stuck in a holding pattern,” said Rebecca Babin of CIBC Private Wealth said. “This isn’t a market without risk — it’s a market without clarity or conviction.”Some of the largest holdings in one-month calendar spread options, a niche type of option contract used for expressing views on over or under-supply, are on weaker near-term spreads. The cost of buying bearish put options has risen over the past few days, a sign of increasing expectations for a price drop amid ongoing peace talks between Ukraine and Russia. Even so, open interest in calls and puts has remained roughly balanced across both Brent and WTI, reflecting a market that’s hedging in both directions.Read More: US Warship Cuts Path of Russian Tanker Headed to VenezuelaThe conflicting pulls are causing an industry-wide sense of déjà vu: past geopolitical shocks, such the Israel-Iran war in June, drove prices up without actually reducing supply and punished those with outright bearish bets.“We don’t need to predict the next $10 move in crude,” Cayler Capital, an oil-focused commodity trading adviser run by Brent Belote, wrote in a letter to investors seen by Bloomberg. “We need to survive the next $3 fake-out and capture the $1.50 dislocation no one else wants to trade.”In another part of the letter, Belote categorises fundamentals as “fine” and sentiment as “confused.”Wagers are growing in one-month calendar spread contracts at levels from -$0.25 to -$1 a barrel per month. The sentiment isn’t overwhelmingly bearish, though, with sizeable open interest at $0.75, which would profit from a return to tighter supply conditions. The premium that front-month WTI futures command over the next contract, known as the prompt spread, is currently trading at 22 cents.WTI calendar spread option open interest by strike, as of November 24That hasn’t eliminated the need for cautious positioning amid mounting evidence that the latest batch of US sanctions against Russian oil giants Rosneft PJSC and Lukoil PJSC are rewiring trade flows: Moscow’s oil sold at the cheapest level in over two-and-a-half years last week, and even that discount wasn’t enough to win back Asian buyers.Options markets are “pricing a quieter 2026 but maintaining a risk premium for episodic spikes,” JPMorgan analysts, including head of commodities research Natasha Kaneva, wrote in a note.The bank expects a “very gradual drift lower” in prices and recommends Brent put spreads and ratio put spreads.